600MW超临界机组的自动发电控制

600MW超临界机组的自动发电控制

江苏省电力试验研究院有限公司

2007 年 7 月

1. 超临界机组的特性

1.1 临界火电机组的技术特点

超临界火电机组的参数、容量及效率

超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。目前运行的超临界机组运行压力均为24MPa~25MPa，理论上认为，在水的状态参数达到临界点时(压力22.129MPa、温度374.℃)，水的汽化会在一瞬时完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在,二者的参数不再有区不。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法坚持自然循环，即不再能采纳汽包锅炉，直流锅炉成为唯独型式。

提高蒸汽参数并与进展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。与同容量亚临界火电机组的热效率相比，采纳超临界参数可在理论上提高效率2%～2.5%，采纳超超临界参数可提高4%～5%。目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。

1.2 超临界机组的启动特点

超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点：

1.2.1 设置专门的启动旁路系统

直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。

一样高参数大容量的直流锅炉都采纳单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的过热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝聚，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。

1.2.2 配置汽水分离器和疏水回收系统

超临界机组运行在正常范畴内，锅炉给水靠给水泵压头直截了当流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷。直流最小负荷一样为25%~45%。

低于该直流最小负荷，给水流量要保持恒定。例如在20%负荷时，最小流量为30%意味着在水冷壁出口有20%的饱和蒸汽和10%的饱和水，这种汽水混合物必须在水冷

壁出口处分离，干饱和蒸汽被送入过热器，因而在低负荷时超临界锅炉需要汽水分离器和疏水回收系统，疏水回收系统是超临界锅炉在低负荷工作时必需的另一个系统，它的作用是使锅炉安全可靠的启动并使其热缺失最小。常用的疏水系统有三种类型：扩容式疏水系统、疏水热交换器式系统和辅助循环泵式系统，具有不同的结构和不同的效率。

1.2.3 启动前锅炉要建立启动压力和启动流量

启动压力是指直流锅炉在启动过程中水冷壁中工质具有的压力。启动压力升高，汽水体积质量差减小，锅炉水动力特性稳固，工质膨胀小，同时易于操纵膨胀过程，但启动压力越高对屏式过热器和再热器和过热器的爱护越不利。启动流量是指直流锅炉在启动过程中锅炉的给水流量。

2. 超临界机组的启动系统

2.1 超临界机组启动系统功能及形式

2.1.1 启动系统功能

超临界直流锅炉启动系统的要紧功能是建立冷态、热态循环清洗、建立启动压力和启动流量、以确保水冷壁安全运行；最大可能地回收启动过程中的工质和热量、提高机组的运行经济性；对蒸汽管道系统暖管。启动系统要紧由启动分离器及其汽侧和水侧的连接管道、阀门等组成，有些启动系统还带有启动循环泵、热交换器和疏水扩容器。

2.1.2启动系统形式

超临界直流锅炉的启动系统按形式分为内置式和外置式启动分离器2种：外置式启动分离器系统只在机组启动和停运过程中投入运行，而在正常运行时解列于系统之外；内置式启动分离器系统在锅炉启停及正常运行过程中均投入运行。不同的是在锅炉启停及低负荷运行期间汽水分离器湿态运行，起汽水分离作用，而在锅炉正常运行期间汽水分离器只作蒸汽通道。

2.2 启动系统的操纵

外置式启动分离器系统的优点是：分离器属于中压容器（一样压力为7 MPa），设计制造简单，投资成本低。缺点是：在启动系统解列或投运前后过热汽温波动较大，难以操纵，对汽轮机运行不利；切除或投运分离器时操作较复杂，不适应快速启停的要求；机组正常运行时，外置式分离器处于冷态，在停炉进行到一定时期要投入分离器时，对分离器产生较大的热冲击；系统复杂，阀门多，修理工作量大。

内置式分离器启动系统由于系统简单及运行操作方便，适合于机组调峰要求。在直流锅炉进展初采纳外置式启动分离系统，随着超临界技术进展，目前大型超临界锅炉均

采纳内置式启动分离器系统。内置式分离器启动系统由于疏水回收系统不同，差不多可分为扩容器式、循环泵式和热交换器式3种。在那个地点介绍哈尔滨锅炉厂生产的HG-1950/25.4-YM1 型锅炉，采纳超临界压力、一次中间再热、平稳通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构π型布置的前后墙对冲燃烧方式的本生型直流锅炉，启动系统采纳工质和热量回收成效好的带再循环泵的内置式启动分离器系统，其结构如图2.1所示：

图2.1 HG-1950/25.4-YM1型锅炉内置式启动分离系统

带再循环泵的内置式启动分离器系统由下列设备组成。

1) 启动再循环泵

锅炉启动时，锅炉管路冲洗和上水冲洗终止后，如满足启动承诺条件：循环泵冷却水流量正常、循环泵出口隔离阀关闭、最小流量隔离阀关闭、贮水箱水位正常、再循环调剂阀关闭，运行人员能够手动启动循环泵。在降负荷过程中，假如负荷<40%锅炉最大连续蒸发量（BMCR）、燃烧器在燃烧、且满足循环泵启动承诺条件，则循环泵自动启动。在启动循环泵一段时刻内，假如最小流量隔离阀和启动再循环隔离阀都未开，再循环泵跳闸。

2) 最小流量隔离阀循环泵启动后5s联锁开启最小流量隔离阀。在锅炉运行过程中，假如循环泵在运行，再循环流量大于定值时，隔离阀自动关闭；当再循环流量超过低限时，隔离阀自动打开。

3) 再循环隔离阀

循环泵启动后5s联锁打开再循环隔离阀，循环泵停止联锁关闭再循环隔离阀。

4)过冷水隔离阀

为防止循环泵入口水饱和汽化，威逼循环泵安全，系统设计了一路从省煤器入口过来的过冷水到循环泵入口，以增加循环泵入口水的过冷度。当循环泵入口水的过冷度小于20℃，过冷水隔离阀自动打开’过冷度大于30℃时，过冷水隔离阀自动关闭。

5)再循环调剂阀

调剂贮水箱水位在设计范畴内。

6)大、小溢流阀

当再循环调阀无法调剂贮水箱在正常水位时，小溢流阀先打开；当水位连续升精湛过某一高度时，大溢流阀也打开；当水位复原到正常时，大、小溢流阀自动关闭。为了安全，当锅炉压力比较高时，联锁关闭溢流阀。

7)大、小溢流调剂阀

大、小溢流调剂阀对贮水箱水位进行开环调剂，水位在某一个范畴内变化时，溢流调剂阀从0%开到100%。

2.3 启动系统运行

2.3.1 启动过程

直流之前：锅炉给水泵操纵分离器水位，负荷逐步增加，一直到纯直流负荷方式后切换到中间点焓值自动操纵方式。

启动之前：按照冷态、温态、热态启动方式，顺序启动锅炉相关的辅机；贮水箱水位由再循环调剂阀和大、小溢流调剂阀操纵。

启动时期：省煤器入口的给水流量保持在某个最小常数值；当燃料量逐步增加时，随之产生的蒸汽量也增加，从分离器下降管返回的水量逐步减小，分离器入口湿蒸汽的焓值增加。

直流点：分离器入口蒸汽干度达到，饱和蒸汽流入分离器，现在没有水可分离#锅炉给水流量仍保持在某个最小常数值。

蒸汽升温时期：给水流量仍不变，燃烧率连续增加，在分离器中的蒸汽慢慢地过热，分离器出口实际焓值仍低于设定值，温度操纵还未起作用。因此现在增加的燃烧率不是用来产生新的蒸汽，而是用来提高直流锅炉运行方式所需的蒸汽蓄热，到分离器出口的蒸汽焓值达到设定值，进一步增加燃烧率，使焓值超过设定值。

中间点温度操纵时期：进一步增加燃烧率#给水量相应增加，锅炉开始由定压运行转入滑压运行。焓值操纵系统投入运行，分离器出口的蒸汽温度由(煤水比)操纵。当锅

炉负荷增加至35%，锅炉正式转入干态运行。

2.3.2 停机过程

机组降负荷：从纯直流锅炉方式切换到启动运行方式，机组操纵方式由温度操纵切换到水位操纵的过程。

中间点温度操纵时期：锅炉负荷指令同时减少燃烧率和给水流量，焓值操纵系统自动。给水流量逐步减少，达到最低直流负荷流量。

蒸汽降温时期：给水流量仍不变，燃烧率连续减小，在分离器中蒸汽过热度降低，开始有水分离出。

直流点：蒸汽过热度完全消逝，流入分离器的蒸汽呈饱和状态。

启动时期：进一步减小燃烧率，给水流量不变，分离器入口蒸汽湿度增加，贮水箱中开始积水，水位操纵开始动作，再循环调剂阀和大、小溢流调剂阀自动调剂水位。

3. 超临界机组的和谐与AGC操纵

3.1 超临界机组CCS及AGC操纵中的难点

3.1.1 机、炉之间耦合严峻

超临界机组操纵难点之一在于其非线性耦合，使得常规的操纵系统难以达到优良的操纵成效。由于直流锅炉在汽水流程上的一次性通过的特性，没有汽包这类参数集中的储能元件，在直流运行状态汽水之间没有一个明确的分界点，给水从省煤器进口开始就被连续加热、蒸发与过热，依照工质（水、湿蒸汽与过热蒸汽）物理性能的差异，能够划分为加热段、蒸发段与过热段三大部分，在流程中每一段的长度都受到燃料、给水、汽机调门开度的扰动而发生变化，从而导致了功率、压力、温度的变化。直流锅炉汽水一次性通过的特性，使超临界锅炉动态特性受末端阻力的阻碍远比汽包锅炉大。当汽机主汽阀开度发生变化，阻碍了机组的功率，同时也直截了当阻碍了锅炉出口末端阻力特性,改变了锅炉的被控特性。由于没有汽包的缓冲，汽机侧对直流锅炉的阻碍远大于对汽包锅炉的阻碍。

3.1.2 强烈的非线性

超临界机组采纳超临界参数的蒸汽，其机组的运行方式采纳滑参数运行，机组在大范畴的变负荷运行中，压力运行在10MPa～25MPa.之间。超临界机组实际运行在超临界和亚临界两种工况下，在亚临界运行工况工质具有加热段、蒸发段与过热段三大部分，在超临界运行工况汽水的密度相同，水在瞬时转化为蒸汽，因此在超临界运行方式和亚临界运行方式机组具有完全不同的操纵特性，是特性复杂多变的被控对象。因此在设计

操纵方案时若不考虑自适应变参数操纵，将使自动操纵系统专门在机组整个和谐负荷范畴均达到中意的品质。

3.1.3 机组蓄热能力小、锅炉响应慢与AGC运行方式下要求快速变负荷的矛盾

超临界机组蒸发区的工质贮量与金属质量相比同参数的汽包炉要小得多，因而其变负荷时依靠降低压力所开释的能量较少，而锅炉侧多采纳直吹式制粉系统，存在较大的延迟特性，使得在快速变负荷时机、炉两侧能量供求的不平稳现象尤为严峻，易造成主控参数的大幅波动。

但关于电网操纵而言，为了用电侧频繁变化下坚持频率和联络线交换功率的稳固，发给各机组的AGC指令也是频繁波动的，并要求机组实际负荷能以较快的响应速度跟随调度指令。图1.1是2006年6月8日17:30～19:00江苏电网调度EMS系统对华能太仓#4机组（600MW）的AGC指令曲线，从图中可看出AGC指令每隔2～3分钟即会变化一次，而且经常来回反向动作，假如机组和谐操纵系统设计得不行，在这种负荷扰动下极易造成运行的不稳固。

图3.1 600MW机组AGC指令变化曲线

3.2 国内外目前操纵方案介绍

目前，国内大型火电机组的操纵系统多为国外进口，和谐操纵方案或按照国外厂家的设计做部分改进，或参照国内同类机组操纵方案进行设计，关于直流炉机组由于应用在国内时刻较短，在和谐操纵策略上差不多上都沿用了国外DCS厂家的原设计，以下分不分析各家DCS公司的和谐操纵方案技术特点：

1) FOXBORO公司设计了基于BF的CCS和基于TF的CCS两种和谐操纵方式（见

图3.2），其中BF-CCS时机侧同时调功和调压以防止压力偏差过大，并将负荷指令

通过惯性环节后才进入汽机功率调剂器，以在变负荷初始时期减缓汽机侧的动作速度，防止由于锅炉的的大惯性而使指控参数显现大幅波动，锅炉侧调压并采纳负荷指令和汽机调门等效开度的DEB指令做前馈以加速响应。TF-CCS时锅炉侧调功并引入负荷指令信号作前馈，汽机调压回路引入功率偏差，利用锅炉蓄能，减少功率波动，可称作综合型和谐操纵。

图3.2 FOXBORO超临界机组和谐操纵方案

煤水比操纵（见图3.3）上第一依照燃料量指令运算对应的设计给水流量，并依照分离器出口温度与设计值偏差判定目前的给水流量运算值是否合适，并相应的增减省煤器入口给水流量指令。操纵回路中还同时设计了减温水校正功能，差不多思想是：若系统目前的减温水流量高于设计流量，则应适当下调分离器出口温度的设定值，减少给水流量，以使机组工作于效率较高的工况下。

图3.3 FOXBORO公司超临界机组煤水比操纵方案

2) 日立公司操纵方案

日立公司的和谐操纵方案与FOXBORO公司设计的基于BF的CCS较类似，只只是在锅炉指令的前馈处理上未使用DEB信号，而直截了当采纳负荷指令UD经超前滞后处理后引入燃料量、风量、给水回路中补偿锅炉侧的相应滞后，汽机侧功率回路也同样采纳主汽压力偏差修正负荷指令的方法防止主汽压力波动过大。

煤水比操纵上日立公司采纳焓值运算校正功能（见图3.4），如此可幸免由于水蒸汽在不同工况下的不同焓——温特性而造成调剂偏差，第一依照分离器出口压力运算出当前工况下的过热器入口焓设定初值，该焓值通过当前减温水与设计值的偏差或者分离器温度与当前值的偏差校正后产生过热器入口焓设定终值，该最终设定值与过热器入口实际焓进入焓值校正PID运算得出给水流量附加值，该值加上由锅炉指令经煤水比曲线和惯性延迟后产生的给水流量初始指令而得出最终的省煤器入口流量指令。方案中同时还设计了给水温度校正回路，通过省煤器出口实际焓与当前工况下的设计焓值比较来修正

给水流量的设定值，从而可提早一步排除由于高压加热器故障等因素造成的给水温度扰动。

图3.4日立公司煤水比修正操纵方案

3) 西门子公司操纵方案

西门子公司在超临界机组和谐操纵上（见图3.5）采纳汽机侧纯调功，锅炉侧调压并同意由负荷指令和主汽压力指令共同产生的锅炉加速信号做前馈，提早动作燃料量和给水流量来改善锅炉侧的动态相应特性。并通过以下几种手段来幸免显现主汽压力的过大偏差：

通过主汽压力偏差限制变负荷速率，防止在压力偏差较大时由于汽机调门的连续动作而使参数更加恶化。

变负荷时机组负荷指令通过几阶惯性环节后再进入汽机功率调剂器，适当延缓

汽机侧的动作速度以等待锅炉侧响应。

负荷指令经滑压曲线后也通过几阶惯性环节后再进入锅炉压力调剂器，如此在

变负荷时压力慢上几拍再变，防止同时升/降负荷和压力时锅炉侧负担过重，从

而显现参数的较大波动。

图3.5 西门子公司超临界机组和谐操纵方案

煤水比操纵上西门子公司设计的方案较为复杂，其差不多思想是第一依照当前负荷、压力等物性参数运算出水冷壁的总吸热率，再通过屏过出口温度与设计值偏差（温差操纵器）、分离器出口焓与设计值偏差（焓差操纵器）的两级校正后运算出过热器入口焓的期望值，最终由下式得出省煤器入口流量指令：

省煤器入口流量指令= 水冷壁的总吸热率/（过热器入口焓期望值-省煤器出口焓）西门子在解决煤水回路相互耦合的咨询题上引入了焓值解耦的策略，在焓值操纵器变动的同时也通过微分信号改变燃料量，这相当因此“锅炉指令变动时燃料量通过惯性

环节才运算出给水流量”这一过程的逆运算，目的是为了保持燃料量回路始终比给水流量回路超前一段时刻，从而排除焓值操纵器变化时由于煤、水调剂回路惯性不同所造成的额外扰动。

图3.6 西门子公司超临界机组煤水比操纵方案

3.3 操纵方案的比较分析及优化

3.3.1 国外DCS公司设计策略的实际投用成效

从上述几家DCS公司所设计的超临界机组和谐操纵方案在国内电厂的实际应用成效来看，均存在着一定的咨询题。

FOXBORO公司对其设计的和谐方案在直流炉上举荐采纳TF-CCS方式，在江苏镇江#5、#6机组（600MW）使用后，机组运行较稳固，主汽压力偏差不大，但未能专门好的解决锅炉侧调剂功率大滞后的咨询题。变负荷时的响应专门慢，AGC测试速率仅为

1.2%左右，而且排除静差的能力也较差，负荷指令与实发功率经常有10MW左右的静态偏差而长时刻不能排除，同时由于汽机侧调功，在升负荷初期由于机组滑压运行压力定值上升而造成调门反而关闭，功率在升负荷初期是反向调剂的，造成其一次调频性能也专门难满足要求。

日立公司的操纵策略在上海外高桥电厂900MW超临界机组应用后，实际运行中仅能将就达到1.0%的AGC速率，其缘故要紧在于锅炉侧仅采纳功率指令作为燃料量、给水流量的动态加速信号，抗内扰能力差，不能及时排除由于工况偏移所造成的额外扰动，且该信号仅在变负荷过程中起作用，静态时调剂压力完全靠一个锅炉主控的单回路来完成，关于大滞后对象，只有PID参数整定得专门慢才能保证其稳固性，但同时就造成被调量的动态偏差较大，而汽机侧采纳经压力偏差修正的功率指令，一旦压力显现大偏差则转而校正压力，从而阻碍了变负荷速率。同时由于汽机侧在牺牲负荷的前提下保证压力又反过来造成锅炉侧不能及时增加燃料量，相当于两个耦合回路相互等待，最终的结果确实是实际变负荷率与设定值相差专门大。

西门子公司的和谐方案采纳汽机侧单纯调剂功率，锅炉侧调压并同意由负荷指令和主汽压力指令共同产生的锅炉加速信号做前馈。在整体设计上与日立公司的操纵策略类似，其应用的锅炉动态加速信号、通过主汽压力偏差限制变负荷速率和主汽压力定值增加惯性环节仅能在变负荷时起到有效作用，锅炉侧本质上依旧靠一个单回路在调剂压力，一旦发生扰动时主汽压上升，汽机调门将连续关闭以保证功率，将更加恶化锅炉侧的调剂。该策略在华润常熟600MW机组上试投用时，由于机组制粉系统采纳的是双进双出磨煤机，燃料量无法准确测得，内扰咨询题严峻，结果造成操纵系统在静态下即显现不稳固现象。

3.3.2 优化方案分析

以上几种操纵方案品质不佳的全然缘故，在于没有专门好的解决机、炉间的非线性耦合特性，依旧采纳常规汽包炉的操纵思路来设计和谐逻辑。常规和谐操纵系统属于多变量操纵系统，在操纵策略设计中，必须考虑到单元机组汽压和功率两个操纵回路是互相关联的，它们有共同的特点方程式、稳固裕度和衰减率，假如其中一个系统不稳固，则另一个系统也必定不稳固，一个操纵回路是否投入自动，将阻碍另一个回路自动的投入。为了使汽压和功率操纵回路相对自己的给定值为无差调剂系统同时对非己方的给定值信号不产生静态偏差，要求两回路的调剂器都含有积分项，为了使系统有足够的稳固裕度，必须将两回路的调剂器的参数设置得专门迟钝，而操纵品质变差，因此单元机组

汽压和功率操纵系统全部投入时的操纵品质，必定要比单独投入两者中任一回路时的操纵品质要差。

直流锅炉其蓄热量与汽包锅炉比较起来也是较小的，因而其操纵系统明显也是有专门大区不的，在汽包锅炉中，调剂给水流量对锅炉的蒸发量与过热蒸汽温度并没有什么阻碍；而在直流锅炉中，给水流量却与蒸发量，过热汽温有紧密关系。这讲明，在直流锅炉中，各被调量之间的相互干扰是专门大的，例如：给水流量的变化直截了当阻碍主汽压力与主汽温度的变化，而锅炉燃烧率的变化，同样也会使主汽压力和主汽温度两个方面受到阻碍。因此，在直流锅炉中，要调剂主汽压力就一定要同时调剂燃烧率，燃烧量与空气量，和给水量，而相比之下汽包炉系统中只要适度调剂燃烧率就能够稳固其他的被调量。这就讲明当汽机调门扰动时，关于汽包炉而言假如没有设计专门好的解耦方案，锅炉侧没有提早快速响应，由于系统容量较大，还能够牺牲一些蓄热来补偿机、炉间动态特性的差异，机组工况也还可不能显现过大的波动；但关于直流而言却承担不了如此的牺牲，结果即会造成主汽压力偏差过大，调剂不稳固。

由于目前电网对各机组较高的AGC考核要求，整体和谐方案上还需设计为汽机调剂功率，锅炉调剂压力的基于BF方式的CCS，现在如何保证机组的稳固运行，主控参数不大幅越限就成为了机组和谐操纵系统的关键咨询题。我院在总结了多台600MW超临界机组的热控调试及试验体会后，从以下几点动身对超临界机组的CCS操纵进行了优化：

1) 压力操纵是直流锅炉操纵系统的关键环节，压力的变化对机组的外特性来讲将阻碍机组的负荷，对内特性来讲将阻碍锅炉的温度。因此设计策略时应以优先稳固压力为前提考虑。上述的几种操纵方案中，锅炉主控指令均要通过一段时刻的惯性延迟（补偿煤水动态特性差异）才改变给水流量指令，如此虽在变负荷时对汽温阻碍较小，但却增加了主汽压力操纵的难度，相当于把温度操纵回路中的一部分惯性转嫁到压力操纵回路上来，同时由于几个方案中均采纳改变给水流量来调剂中间点焓值，最终使得给水调温顺调压回路的时刻常数相近，产生强烈的耦合特性，即使是西门子的方案中采纳了焓值解耦策略也不能从全然上解决咨询题。由超临界机组运行特性可知，燃料量变化关于主汽压力的阻碍是较小的，要紧是阻碍汽温的变化，而后才由于减温水的调剂使得压力上升，而给水流量的改变关于汽压和汽温均有明显的阻碍，因此从采纳改变燃料量来校正汽温是解除两者之间耦合的较好方法，同时应适当减小锅炉主控指令指给水指令之间的惯性环节，使给水能较快速动作的稳固压力，而在变负荷时一方面通过推测操纵算法动态超调一定量的燃料量以补偿制粉系统的惯性，另一方面也适当的牺牲一定的温度来保证变

负荷的快速性，通过这些手段可将煤-水两回路之间的耦合特性减小的最低程度。

2) 煤水比校正回路的修正功能应当是针对全负荷范畴内的工况而不是单一工况点的，比如讲在某个负荷点下由于入炉煤质的变化造成过热器入口焓值的偏移，现在应通过校正将程序中原先预设的煤水比曲线整体平移一个数值，如此在机组变负荷至另一个负荷点的过程中，煤水比校正回路就可不用重新运算而保持不变。当前面介绍的几家公司的方案中均采纳在当前给水流量（焓值设定值）上叠加上焓值（温度）调剂器输出的做法，如此在变负荷过程中焓值（温度）调剂器仍需不停运算以获得下一个工况点的参数，增加了额外的不必要扰动。因此煤水比操纵回路应通过中间点焓值（温度）的偏差运算出一个校正系数来一乘积方式修正到燃料量指令上，从而达到煤水比校正全工况校正的目的。

3) 超临界机组在和谐负荷（通常在40%～100%Pe）范畴内其压力、温度等机组运行参数均存在专门大跨度的变动，机、炉系统的动态特性也随之发生专门大的改变，在操纵系统设计中若采纳相同的策略和特性参数必定造成在某一工况下操纵成效专门好而

在另一工况下就较差，不能满足全和谐负荷下的优化操纵要求。因此必须依照在机组不同负荷下燃烧系统、制粉系统、水蒸汽物理性质等方面的变化通过自适应算法动态修正操纵系统中的各调剂和特性参数，并在某些专门情形下（如超温、超压、启停磨）应用超驰操纵快速排除扰动，从而保证机组在各种负荷和工况下的操纵稳固。

3.3.3 优化操纵方案投运成效：

由我院研发的超临界机组操纵策略到目前为止已在十几台600MW超临界机组上成功应用，所有机组均在2%Pe/min速率下的AGC方式下稳固运行，机组变负荷响应迅速，各要紧参数操尽情形良好。

图3.7和3.8是国电常州#2机组在2006年12月6日进行AGC试验的负荷、煤、水、压力、汽温运行曲线，可看出在机组大幅度12MW/min变负荷情形下操纵品质优良，系统运行相当稳固。要紧的参数变动情形见下表：

负荷稳态偏差（%）N/A <0.5% <1.5%

主汽压力（MPa）23.60～24.2 0.39 -0.61 N/A 氧量（%） 3.3～4.6 0.7 -0.3 ±1.5

甲侧主汽温度（℃）570.4 5 -2 ±10

乙侧主汽温度（℃）570.6 5 -3 ±10

图3.7 国电常州#2机组AGC试验450MW～600MW负荷段（BASEO**模式）负荷、压力、煤水变化曲线

图3.8 国电常州#2机组AGC试验450MW～600MW负荷段（BASEO**模式）主汽温度、氧量变化曲线图3.9和3.10是扬州第二发电厂#4机组在2007年3月13日进行AGC试验的负荷、煤、水、压力、汽温运行曲线。要紧的参数变动情形见下表：

580MW→480MW负荷段AGC试验数据

项目设定值

实际值

考核值最大正偏差最大负偏差

AGC速率（%） 2.0 2.3 2.0 变负荷初始纯延时N/A < 20秒< 90秒负荷动态偏差（%）N/A <1.5% <5.0% 负荷稳态偏差（%）N/A <0.5% <1.5% 主汽压力（MPa）24.2→21.5 0.37 -0.27 N/A 氧量（%） 2.9 0.7 -0.3 ±1.5 炉膛负压（Pa）-120 90 -130 ±200

甲侧主汽温度（℃）541 4 -1 ±10

乙侧主汽温度（℃）541 6 0 ±10

图3.9 扬二#4机组AGC试验580MW～480MW负荷段（BASEO**模式）负荷、压力、煤水变化曲线

图3.10 扬二#4机组AGC试验580MW～480MW负荷段（BASEO**模式）主汽温度、氧量变化曲线

图3.11～3.14是华能太仓#4机组在2007年3月13日进行AGC试验的负荷、煤、水、压力、汽温运行曲线。要紧的参数变动情形见下表：

350MW→468MW→348MW→467MW负荷段AGC试验数据

项目设定值

实际值

考核值最大正偏差最大负偏差

AGC速率（%） 2.0 2.1～2.3

国家标准：1.0

江苏省标准：2.0 变负荷初始纯延时N/A < 40秒< 90秒

负荷动态偏差（%）N/A <1.5% <5.0%

负荷稳态偏差（%）N/A <0.5% <1.5%

主汽压力（MPa）

15.8→18.6

→15.9→19.1

0.47 -0.4 N/A

氧量（%）

6.0→4.5→5.9

→4.5

0.7 -0.8 ±1.5

甲侧主汽温度（℃）565.5 2.5 -7.6 ±10

乙侧主汽温度（℃）566.1 3.2 -4.8 ±10

图3.11 华能太仓#4机组AGC试验320MW～468MW～348MW负荷段负荷、压力、煤水变化曲线

(整理)600MW超超临界机组资料

600MW超超临界汽轮机介绍第一部分 两缸两排汽 600MW超超临界汽轮机介绍 0 前言 近几年来我国电力事业飞速发展，大容量机组的装机数量逐年上升，同时随着国家对环保事业的日益重视及电厂高效率的要求，机组的初参数已从亚临界向超临界甚至超超临界快速发展。根据我国电力市场的发展趋势，25MPa/600℃/600℃两缸两排汽 600MW 超超临界汽轮发电机组将依据其环保、高效、布局紧凑及利于维护等特点占据相当一部分市场份额，下面对哈汽、三菱公司联合制造生产的25MPa/600℃/600℃两缸两排汽600MW超超临界汽轮机做一个详细的介绍。 1 概述 哈汽、三菱公司联合制造生产的600MW超超临界汽轮机为单轴、两缸、两排汽、一次中间再热、凝汽式机组。高中压汽轮机采用合缸结构，低压汽轮机采用一个48英寸末级叶片的双分流低压缸，这种设计降低了汽轮机总长度，紧缩电厂布局。机组的通流及排汽部分采用三维设计优化，具有高的运行效率。机组的组成模块经历了大量的实验研究，并有成熟的运行经验，机组运行高度可靠。 机组设计有两个主汽调节联合阀，分别布置在机组的两侧。阀门通过挠性导汽管与高中压缸连接，这种结构使高温部件与高中压缸隔离，大大地降低了汽缸内的温度梯度，可有效防止启动过程缸体产生裂纹。主汽阀、调节阀为联合阀结构，每个阀门由一个水平布置的主汽阀和两个垂直布置的调节阀组成。这种布置减小了所需的整体空间，将所有的运行部件布置在汽轮机运行层以上，便于维修。调节阀为柱塞阀，出口为扩散式。来自调节阀的蒸汽通过四个导汽管（两个在上半，两个在下半）进入高中压缸中部，然后进入四个喷嘴室。导汽管通过挠性进汽套筒与喷嘴室连接。 进入喷嘴室的蒸汽流过冲动式调节级，然后流过反动式高压压力级，做功后通过外缸下半的排汽口进入再热器。 再热后的蒸汽通过布置在汽缸前端两侧的两个再热主汽阀和四个中压调节阀返回

自动发电控制(AGC)

河北国华定洲发电厂一期工程 #2机组自动发电控制（AGC）试验措施 措施编号: 定电＃2机组－RK13 措施编写: 霍刚 措施审核: 措施批准： 河北省电力建设调整试验所 二○○四年四月十六日

目录 1 系统概述 2 编制依据 3 调试目的 4调试应具备的条件 5调试步骤 6质量检查标准 7 调试组织分工 8 安全注意事项 9 工作危险源分析及安全措施

1 系统概述 河北国华定洲发电厂一期工程（2×600MW）＃2机组为600MW燃煤机组，机组采用炉、机、电集中控制方式。控制系统采用了SEIMENS公司的TELEPERM XP分散控制系统。设计功能包括协调控制系统，即模拟量控制系统，设计包括AGC功能。 按照与省调通局达成的协议，#2机组DCS与省调的接口信号一共有5个，如表1所示： 表1. #2机组DCS与省调的接口信号一览 2编制依据 2.1《河北国华定洲发电厂一期工程（2×600MW机组）调试大纲》 2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程及相关规程》96版 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 2.4《电力建设施工及验收技术规范》96版 2.5《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 2.6《电业工作安全规程》 2.7河北省电力勘测设计院定洲电厂工程设计图纸和资料 2.8设备制造厂供货资料及有关设计图纸、说明书 3 试验目的 3.1验证DCS与省调信号的传输正确性。

3.2验证在AGC方式下，协调控制系统及各子自动控制系统响应负荷扰动的能力。 4 调试应具备的条件 机组经过带负荷调试，已具备了满负荷、安全运行的能力，协调系统的各种控制功能经过通过变负荷试验，各模拟量控制系统投入自动运行，调节品质达到《火电工程调整试运质量检验及评定标准》的要求。进行试验之前，要满足以下条件： 4.1 机炉协调控制系统稳定投入自动运行方式，并且模拟量负荷变动试验已经作完并证明了协调控制系统有良好的动态和静态调节品质。各子系统投入自动方式，它们包括：燃烧调节系统、送风调节系统（含氧量校正回路）、炉膛负压调节系统、给水调节系统、汽温调节系统、高加水位调节系统、低加水位调节系统、除氧器水位调节系统。 4.2 中调同协调控制系统之间的信号传输正确无误。 4.3 与中调联系好并确定了试验时间。 5 试验步骤 5.1远动信号的传输 5.1.1 在工程师站上将发给省调的机组有功功率信号20MKA01CE901信号强制，按照0—800MW的量程每20MW输入一个量，观察省调相应数值的变化。 5.1.2 由省调将遥调功率信号20ADS10CS101信号强制，按照400—660MW的量程每20MW输入一个量，观察DCS相应数值的变化。 5.1.3 在操作员站上将AGC功能投入，观察省调是否收到了AGC投入信号。 5.1.4 在工程师站上将发给省调的机组有功功率信号20ADS10CS103信号强制，按照0—800MW的量程每20MW输入一个量，观察省调相应数值的变化。 5.1.5 在工程师站上将发给省调的机组有功功率信号20ADS10CS104信号强制，按照0—800MW的量程每20MW输入一个量，观察省调相应数值的变化。 5.2准备以下参数的实时趋势及历史趋势 5.2.1 机组实际功率 5.2.2 机组负荷指令 5.2.3 主蒸汽压力

自动发电控制使用手册

第一章简介 水电厂自动发电控制（AGC）是指按预定条件和要求，以迅速、经济的方式自动控制水电厂有功功率来满足需要的技术。它是在水轮发电机组自动控制的基础上，实现全电厂自动化一种方式。根据水库上游来水量或电力系统的要求，考虑电厂及机组的运行限制条件，在保证电厂安全运行的前提下，以经济运行为原则，确定电厂机组运行台数、运行机组的组合和机组间的负荷分配。在完成这些功能时，要避免由于电力系统负荷短时波动而导致机组的频繁起、停。 水电厂自动电压控制（A VC）是指按预定条件和要求自动控制水电厂母线电压或全电厂无功功率的技术。在保证机组安全运行的条件下，为系统提供可充分利用的无功功率，减少电厂的功率损耗。 采用AGC/A VC可以满足电力系统对安全发电的要求和机组安全运行的要求，同时根据实际需要满足运行人员的一些特殊要求，并且对全厂有功、系统频率、母线电压的变化及一些非常情况作出迅速反应，直接执行或提示，使机组运行在优化工况，并对机组启停做出合理安排。

第二章AGC、A VC原理 2.1 AGC原理 2.1.1 AGC的依据 自动发电控制的依据一般有：①上游来水量，它适用于无调节水库的径流电厂，使电厂最大限度地利用上游来水量，以不弃水或少弃水为原则，尽量保持电厂在较高水头运行。②给定的发电负荷曲线或实时给定的电厂总有功功率。这是在电力系统统一调度下，电厂参加电力系统的有功功率和频率的调节，完成上级调度下达的计划性或随机性的发电任务。③维护电力系统频率在一定水平下运行。根据电力系统的频率瞬时偏差或频率念头的积分值，确定电厂的总出力，直接参加电力的调频任务。④综合因素。诸如按给定功率和电力系统频率偏差，按电力系统对功率的要求和下游用水量的需要等。 2.1.2 AGC设置的全厂有功功率 P AGC＝P ACT＋K f△f-P AGC AGC分配的有功P AGC可以根据系统频率偏差来设定（调频方式） 也可以按照有功设定曲线值/有功给定值来设定（功率控制方式） P AGC＝P SET＋P AGC 其中， P ACT：全厂实发总有功 P SET：全厂有功设定值 K f：系统调频系数（可分为第一调频厂系数，第二调频厂系数和紧急调频系数）△f：频率偏差 P AGC：不参加AGC机组的实发有功之和 2.1.3 AGC负荷分配原则 ①与容量成比例原则 这是较为简单的一种负荷分配原则，在水轮机组的某些特性曲线不全或不够精确的前提下，采用该原则比较合理。 P i＝P AGC （i=1,2…,n） n ∑Pimax i=1 n：n台参加AGC的机组

风力发电机组主控制系统

密级：公司秘密 东方汽轮机有限公司 DONGFANG TURBINE Co., Ltd. 2.0MW108C型风力发电机组主控制系统 说明书 编号KF20-001000DSM 版本号 A 2014年7 月

编制 <**设计签字**> <**设计签字日期**> 校对 <**校对签字**> <**校对签字日期**> 审核 <**审核签字**> <**审核签字日期**> 会签 <**标准化签字**> <**标准化签字日期**> <**会二签字**> <**会二签字日期**> <**会三签字**> <**会三签字日期**> <**会四签字**> <**会四签字日期**> <**会五签字**> <**会五签字日期**> <**会六签字**> <**会六签字日期**> <**会七签字**> <**会七签字日期**> <**会八签字**> <**会八签字日期**> <**会九签字**> <**会九签字日期**> 审定 <**审批签字**> <**审批签字日期**> 批准 <**批准签字**> <**批准签字日期**> 编号

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目录 序号章 节名称页数备注 1 0-1 概述 1 2 0-2 系统简介 1 3 0-3 系统硬件11 4 0-4 系统功能 5 5 0-5 主控制系统软件说明12 6 0-6 故障及其处理说明64

0-1概述 风能是一种清洁环保的可再生能源，取之不尽，用之不竭。随着地球生态保护和人类生存发展的需要，风能的开发利用越来越受到重视。 风力发电机就是利用风能产生电能，水平轴3叶片风力发电机是目前最成熟的机型，它主要是由叶片、轮毂、齿轮箱、发电机、机舱、变频器、偏航装置、刹车装置、控制系统、塔架等组成。 风力发电机的控制技术和伺服传动技术是其核心和关键技术，这与一般工业控制方式不同。风力发电机组控制系统是一个综合性的控制系统，主要由机舱主控系统、变桨系统、变频控制系统三部分组成，通过现场总线以及以太网连接在一起，各个模块都有独立的控制单元，可独立完成与自身相关的功能（图0-1-1）。目的是保证机组的安全可靠运行、获取最大风能和向电网提供优质的电能。 图0-1-1

600MW超临界机组考试试题

600MW超临界机组试题 600MW超临界机组补充试题 一、填空题 1.小机盘车可分为手动和油涡轮两种；其中油涡轮盘车盘车时，可以将转子 盘车转速控制在80~120 转/分左右（高速），它是靠控制进入油涡轮的压力油量来实现盘车的启停和转速高低。 2.中速磨煤机防爆蒸汽分别从一次风室、机壳＿、分离器＿入磨，用于防止磨煤机启动 和停止过程中的爆炸。 3.磨煤机的变加载是接受给煤机的电流信号，控制比例溢流阀压力大小，变更蓄能器和 油缸的油压，来实现加载力的变化。 4.密封风用于磨煤机传动盘、拉杆关节轴承、磨辊。 5.冷一次风的用户有密封风机风源、给煤机密封风、磨一次冷风。 6.汽轮机密封油主油源是空侧密封油泵，第一备用油源（即主要备用油源）是汽机 主油泵。当主油源故障时，第一备用油源自动投入运行。第二备用油源由主油箱上备用交流电动密封油泵供给，当汽机转速小于2/3 额定转速或第一备用油源故障时，第二备用油源自动投入。第三备用油源是直流密封油泵提供的。 7.主油箱事故排油门应设 2 个钢质截止门，操作手轮上不允许加锁，并应挂有明 显的警告牌。 8.汽机房内着火时，当火势威胁至主油箱或油系统时，应立即破坏真空紧急停机， 并开启主油箱事故放油门，并控制放油速度应适当，以保证转子静止前润滑油不中断。 9.轴封溢流正常情况下溢流至#8低加，当#8低加停运时溢流至凝汽器。 10.除氧器滑压运行时可避免除氧器汽源的节流损失。 11.汽轮机正常运行中的配汽方式为喷嘴配汽。 12.汽轮机停运后，如果转子短时间无法转动，转子会向_下__弯曲，此时应将转子高点置 __最高位___，关闭__汽缸疏水__，保持__上下缸温差_，监视转子__挠度__，当确认转子正常后，再手动盘车180o。当盘车电机电流过大或转子盘不动时，不可__强行盘车___，更不可用吊车__强制盘车或_强行冲转。停盘车_8__小时后，方可停止润滑油系统。

电力系统自动发电控制的控制策略

电力系统自动发电控制的控制策略 确定电力系统自动发电控制（AGC）控制策略，是指在特定的电力系统中，如何选择本书第三章、第二节所论述的AGC控制方式。自动发电控制（AGC）控制策略的优劣，对电力系统自动发电控制工作的开展、AGC控制的效率和效益有着重要的影响。一.确定电力系统自动发电控制策略的原则 确定电力系统自动发电控制（AGC）控制策略的原则是： 必须符合电力系统本身的客观规律。 必须在电力系统允许的AGC控制模式中选择控制策略，否则，或不能有效地实现发电功率与负荷的平衡，达到控制电力系统频率的目的；或者会破坏电力系统的稳定运行。 必须与电力系统的调度管理体制相匹配。 AGC控制策略必须符合现行的电力系统调度管理体制，或者现行的电力系统调度管理体制与选定的AGC控制策略存在不一致的地方应是可以调整的，否则该控制策略是无法顺利推行的。 必须具备实施该控制策略的基本的技术条件。 发电厂、相应的控制中心、通信系统的技术条件能满足实施该控制策略的AGC控制、和控制性能评价的要求。 选择符合以上三个原则、经济上最优（即成本、或费用最低）的控制策略。

经济上需要考虑的主要因素是实施该控制策略的建设投资，和运行成本或费用；而实施该控制策略所需的AGC调节容量和调节速率的总和是决定上述经济因素的主要条件。二.电力系统自动发电控制策略的基本模式 （一）.集中的频率控制模式 在一个独立的互联（交流互联）电力系统中，由一个控制中心直接控制系统内全部发电机组、或主要的发电机组，实现发电输出功率与负荷的平衡，其AGC控制方式应是集中的定频率（FFC）控制。目前，只是在一些较小的独立电力系统中（如我国独立的省电力系统）采用这种控制策略。 （二）.分层的频率控制模式 在一个独立的互联（交流互联）电力系统中，有一个控制中心负责整个电力系统频率控制的协调；但系统内的发电机组由数个分控制中心控制，各分控制中心所控制的地区之间联络线的潮流是允许自由流动的（无联络线交换计划）。在这种情况下，AGC控制方式应是分层的定频率（FFC）控制，即由控制中心根据电力系统频率的变化，采用分层的AGC控制方法，向各分控制中心发出调节发电输出功率的指令，而由分控制中心执行对发电机组的控制。分层AGC控制的具体方法有：1.通过法： 控制中心在本身的EMS中计算出对所有参与AGC调节的发电机组的控制指令，并将其中对分控制中心控制下的机组的指令，发送给各分控

600MW超临界机组给水控制的分析

一、超临界机组给水系统的控制特性 汽包炉通过改变燃料量、减温水量和给水流量控制蒸汽压力(简称汽压)、蒸汽温度(简称汽温)和汽包水位，汽压、汽温、给水流量控制相对独立。而直流炉作为一个多输入、多输出的被控对象，其主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量（负荷），其主要的输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度,由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动将对各输出量产生作用，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量/蒸汽量、燃料量/给水量及喷水量/给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。 实践证明要保证直流锅炉汽温的调节性能，维持特定的煤水比来控制汽水行程中某一点焓（分离器入口焓）达到规定要求，是一个切实有效的调温手段。当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焓值的动态特性相似；在锅炉的煤水比保持不变时（工况稳定），汽水行程中某点工质的焓值保持不变，所以采用微过热蒸汽焓替代该点温度作为煤水比校正是可行的，其优点在于： 1) 分离器入口焓（中间点焓）值对煤水比失配的反应快，系统校正迅速； 2) 焓值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变焓给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温（粗）调正。 3) 焓值物理概念明确，它不仅受温度变化影响，还受压力变化影响，在低负荷压力升高时（分离器入口温度有可能进入饱和区），焓值的明显变化有助于判断，进而能及时采取相应措施。 因此，静态和动态煤水比值及随负荷变化的焓值校正是超临界直流锅炉给水系统的主要控制特征。 二、超临界机组给水系统工艺介绍 某电厂2×600MW超超临界燃煤锅炉（HG-1792/26.15-YM1），由哈尔滨锅炉厂引进三菱技术制造，其形式为超超临界、П型布置、单炉膛、墙式切园燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、一次中间再热。锅炉采用平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用烟煤。主要参数见表一：

现代控制理论在电力系统及其自动化中的应用

现代控制理论在电力系统自动化中的应用 摘要：本文综述了近年来模糊逻辑控制、神经网络控制、线性最优控制、自适应控制在电力系统稳定，自动发电控制，静止无功补偿及串联补偿控制，燃气轮机控制等方面应用研究的主要成果与方法，并提出若干需要解决的问题。 关键词：电力系统模糊控制神经网络最优控制自适应控制 1 前言 电力系统能否安全稳定运行关系到国计民生，因此电力系统稳定性控制技术的选择变得尤为重要。电力系统是一个越来越大，越来越复杂的动态网络，它具有很强的非线性、时变性且参数不确切可知，并含有大量未建模动态部分。电力系统地域分布广泛，大部分原件具有延迟、磁滞、饱和等等复杂的物理特性，对这样的系统实现有效的控制是极为困难的，国内外因电压不稳导致的停电事故时有发生。这些都使电力系统的稳定性控制问题变得越来越复杂，也正是因为问题的复杂性而使得现代控制理论得以在这一领域充分发挥其巨大的优势。随着越来越先进的电力电子器件的出现和计算机技术的发展，先进的现代控制方法在电力系统领域的应用变的越来越广泛。本文主要介绍了模糊逻辑控制、神经网络控制、最优控制和自适应控制在电力系统中的应用，并提出相关问题的相应解决方法。 2 电力系统的模糊逻辑控制 电力系统的模糊逻辑控制就是利用模糊经验知识来解决电力系统中的一类模型问题，弥补了数值方法的不足。从Zaden L.A.1965年发表了Fuzzy Sets[1]一文以来，模糊控制理论作为一门崭新的学科发展非常迅速，应用非常广泛。目前国内外对电力系统模糊控制的研究成果越来越多，这显示了模糊理论在解决电力系统问题上的潜力。 模糊逻辑控制是从行为上模拟人的模糊推理和决策过程的一种实用的控制方法，它适于解决因过程本身不确定性、不精确性以及噪声而带来的困难。模糊控制常用来描述专家系统，专家系统作为一种人工智能方法，其在电力系统中得到应用，弥补了数值方法的诸多不足。专家系统利用专家知识进行推理，由于系统参数的不确定性，专家知识经常采用模糊描述。 模糊逻辑控制器（FLC）属于知识库系统，它由专家管理控制系统和专家直接控制系统所构成。专家管理控制系统使用模糊逻辑在主循环中调整控制器，例如调整电压控制器的参数。 ?、f?和任意连续非线性函数可以由一系列模糊变量、数值和规则来模拟，这里P

柴油发电机组自动并机并网系统方案

东莞团诚自动化设备有限公司柴油发电机组自动并机并网系统方案发电机充电器、发电机控制器、发电机调压板（电压调节器）、数字AVR、电子调速器等发电机配件厂家 柴油发电机组自动并机并网系统方案 一、环境条件与系统参数 1.极限最高温度：70摄氏度IEC60068-2-1 2.极限最低温度：-25摄氏度IEC60068-2-2 3.相对湿度：25摄氏度时≤95% 4.海拔高度：2000米内 5.抗震能力：地震烈度8度 6.输入电压：40VAC-600V AC 7.输入电流：<5A 8.最大输入电流： 4倍额定电流长期20倍额定电流10秒 9.编程继电器：8A250V 10.工作电源：8-36VDC25W 11.测量精确度：1.0IEC60688 12.防护等级：面板IP52整体IP20IEC/EN60529 二、功能描述 1．并机系统概述 并机系统用于柴油发电机组的自动化并联和并网运行，

配合主控柜可实现无人值守运行方式，满足自动启动、自动并联和并网输出的功能，总共4台10KV1800KW发电机组独立运行或者并联于气机母排运行。主控制柜可延伸监测和控制范围，包括自动加油系统工作状态、液位、故障信号、进排风系统、远置冷却系统、断路器状态、断路器告警，具有第3方通信接口，提供Modbus通信协议或者TCP/IP通信，远距离传输采用光纤通信模组。 本方案为独立电站设计，无电网电压情况下，可根据主发电机运行情况、电力参数等外部因素来调整发电机组的运行状态，当紧急情况或需要发电机组运行时并机系统自动投入运行，可实现系统内任意1台或者多台发电机组并网使用，主控柜实现并联系统集中监测和运行逻辑处理，共同完成自动投入，自动负载均分，自动撤出，支持加载斜坡和卸载斜坡功能,和自动冷却停止的控制，系统时间和定时器时间可根据使用情况和项目要求随意设定。 如原理图所示，发电机组运行于独立的母排，通过两端的母联开关与1号、2号气机母排连接，当所有气机都停止运行后，发电机组做孤岛运行，独立为母排供电；当任意一台气机投入运行，并网系统自动判断并网运行，母排上的10KV 发电机组，可同时或者部分并联于母排上运行，共同分担母线的负荷；目前提供4台机组，预留1台发电机组接口，包括并机柜控制回路、主控柜连接回路、高压开关柜控制及母

600MW超临界机组旁路系统简介

2009年12月(下 ) ［摘要］现代大型燃煤机组为了能保证机组安全和调峰快速启停都装配有旁路系统，本文以东方汽轮机和锅炉厂600MW 机组旁路系统为 例介绍了其构成和功能，为正常启停、调峰运行和事故处理时提供参考。［关键词］旁路；旁路系统；回收工质；快速启停600MW 超临界机组旁路系统简介 马旭涛 王晓晖 （广东红海湾发电有限公司，广东汕尾516600） 广东红海湾发电有限公司一期工程＃1、＃2机组为国产600MW 超临界压力燃煤发电机组，循环冷却水取自海水，为开式循环，三大主设备由东方电气集团公司属下的东方锅炉厂、东方汽轮机厂、东方电机股份有限公司制造，容量及参数相互匹配。汽轮机型号：N600-24.2/566/566，型式：超临界压力、一次中间再热、单轴、双背压、三缸四排汽、凝汽冲动式汽轮机。 1设备概况 机组旁路采用高压和低压两级串联的旁路系统，其中高压旁路容量为40%锅炉最大容量，布置在汽机房的6.4m 平台上。低压旁路设置两套装置，总容量为高压旁路的蒸汽流量与喷水流量之和，布置在汽机房的13.7m 平台上。高、低压旁路各由一套液压控制装置驱动控制。 高压旁路系统从汽机高压缸进口前的主蒸汽总管接出，经减温减压后接入再热蒸汽冷段总管上。低压旁路系统从汽机中压缸进口前的再热蒸汽总管接出，经两路减温减压后，分别接入A 、B 凝汽器。 高、低压旁路各设有独立的液压控制装置，通过电液伺服阀调节。高、低旁正常调节全行程开、关均需20~30秒，在事故状态下，高、低压旁路均可实现快开（2秒全开）和快关（2秒全关），高压旁路减温水来自给水母管，低压旁路减温水来自凝结水精处理装置出口母管。高、低压旁路减温水调节阀也是用各自液压控制装置电液伺服阀控制。 2旁路系统的构成及主要作用 2.1构成 由高压旁路和低压旁路串联而成，高压旁路为40%容量，低压旁路为52%容量。高压旁路和高压缸并联，低压旁路和中、低压缸并联。示意图如（图一） ： 图1旁路系统结构组成 2.2主要作用 1）回收工质（凝结水）和缩短机组启动时间，从而可以大大节省机组启动过程中的燃油消耗量； 2）调节新蒸汽压力和协调机、炉工况，以满足机组负荷变化的要求，并可实现机组滑压运行； 3）保护锅炉不致超压，有安全门的作用，保护再热器在机组启动初期因没有蒸汽流通发生干烧而损坏； 4）实现在FCB 时，停机不停炉。 3旁路的基本控制及功能介绍 由于我厂采用的是中压缸启动，在汽机冲转时，要求高低旁控制好冲转参数，因此，启动初期，调节锅炉出口压力是旁路主要的控制功能，正常运行之后，旁路处于跟随状态，实现对主汽压力，再热器，凝汽器的一些保护功能。具体的自动启动过程如下： 在冷态时，也就是主汽压力小于1.0Mpa 的时候，旁路自动启动的过程如下，在锅炉点火以后，在触摸屏上点击STARTUP 按钮，这时候旁路系统的状态显示会出现Ymin on 和cold start ，这时候是最小阀位过程，高旁阀门会开启到设定的最小阀位（ 10%），这时候保持这个阀位不动，让压力上升，在主汽压力上升到设定的最小压力1.0MPa 时候，显示切换到Warm start 状态，同时阀门开启维持这个压力，在阀门开度达到设定的阀位30%的时候，程序根据计算出来的锅炉允许的升压速率升高主汽压力的设定值，如果这时候锅炉燃烧能和设定速率配合，阀位基本保持30%不变，同时主汽压力上升，这时候就是设定阀位状态，如果锅炉燃烧使得主汽压力升速率过快，设定值低于实际压力，阀门便会开大维持压力为设定值，实际压力如果升速率过慢，则阀门会关小。在阀门低于30%的时候，设定值则不会继续增加，只有阀门重新开到30%以上才会继续增加设定值。在这个过程中主汽压力根据调节上升，到了设定的冲转压力则整个自动启动过程结束，高旁自动切换到压力控制方式，屏幕显示Press CTRL .这时候可以从屏幕上设定压力设定值，高旁就会来调整主汽压力到设定值。在汽机准备冲转的时候要低旁设自动并跟踪再热蒸汽压力，随着汽轮机转速上升关小低旁，一般3000转定速低旁还是未关闭完全的。再并网后随着继续开大阀位，准备高压缸进汽（即切缸），这时候需手动快速加阀位的同时快速把高压旁路切除。检查高压缸排气VV 阀关闭并给高排逆止门开启信号。高旁切除以后，旁路保持快关状态，这时候检查高排逆止门确已开启高低旁关闭。在切缸过程中，高低旁和阀位协调控制好主再热蒸汽压力，过程连续快捷保证高排逆止门顺利开启是关键。当然按每次启动的实际情况，我们常用手动控制来实现上述过程。 高旁温度控制，目的是控制进入再热器的蒸汽温度在适当的范围内，设定值由运行人员手动设定，它是通过简单的单回路偏差调节，取高旁出口温度与设定值比较形成偏差。当高旁出口温度达到360℃时，旁路系统会延时20S 发出报警，当高旁出口温度达到400℃时，高旁保护快关。 低旁在投入自动以后就一直是压力控制，来控制热再压力，屏幕上的压力设定值是热再压力的最小限制，低旁的压力设定值是根据调节级压力计算出来的一个值，如果这个值小于设定的最小压力，取最小压力设定值作为实际的压力设定值。 低旁温度控制，目的是控制进入凝汽器的蒸汽温度在适当的范围内，由于低旁出口饱和蒸汽温度不能准确测量，故不是采用单纯的偏差调节。根据低旁的阀位和进入低旁的蒸汽压力和温度可得出进入低旁蒸汽的焓值。另外低旁喷水取用的是凝结水，温度和压力已知，再通过喷水调节阀开度和阀前后差压可得出喷水的流量，通过能量平衡计算出所需减温水的量，即得出喷水调节阀的开度。 喷水截止阀是开关门，当截止阀所对应的减压阀开度大于2%时，截止阀联锁全开，小于2%时，联锁全关。 226

自动发电控制(AGC)的基本理论

自动发电控制(AGC)的基本理论 自动发电控(Automatic Generation Control)简称AGC ，作为现代电网控制的一项基本功能，它是通过控制发电机有功出力来跟踪电力系统的负荷变化，从而维持频率等于额定值，同时满足互联电力系统间按计划要求交换功率的一种控制技术。它的投入将提高电网频率质量，提高经济效益和管理水平。 自动发电控制有四个基本目标： （1）使全系统的发电出力和负荷功率相匹配； （2）将电力系统的频率偏差调节到零，保持系统频率为额定值； （3）控制区域问联络线交换功率与计划值相等，实现各区域内有功功率的平衡； （4）在区域内各发电厂间进行负荷的经济分配。 上述第一个目标与所有发电机的调速器有关，即与频率的一次调整有关。第二和第三个目标与频率的二次调整有关，也称为负荷频率控制LFC(Load Frequency Control)。通常所说的AGC 是指前三项目标，包括第四项目标时，往往称为AGC 但DC(经济调度控制，即Economic Dispatching Control)，但也有把EDC 功能包括在AGC 功能之中的。 负荷频率控制通过对区域控制偏差(ACE)调整到正常区域或零来实现系统频率和网间的联络线交换功率的调整。ACE 表达式如下： ()()()[]S A T S A S A T T K f f B P P ACE -+---=10 (1．1) 试中：A P ,S P 分别表示实际、预定联络线线功率；A T 、S T 分别表示实际电钟时间和标准时间；A f 、S f 分别表示实际、预定系统频率；B 表示系统频率偏差系数；T K 表示电钟偏差系数。 联络线频率偏差控制方式，TBC(Tie Line Bias Control)，ACE 按上式形成；定频控制方式，。CFC(Constant FrequencyControl)，ACE 不含(S A P P -)；定净交换功率控制方式CNIC(Constant Net Interchange Control)，ACE 不含(S A f f -)。 ACE 体现的是电网中电力供需不平衡的程度，即在电网实际运行中，由于系统总的发电水平和负荷水平的不一致，导致系统的频率或(和)联络线交换功率与其额定值(计划值)的偏差。负荷频率控制将ACE 分配给AGC 受控机组，通过调整机组的出力来改变系统总的发电水平，以达到将ACE 减到零的目的。 自动发电控制(AGC)的基本理论 1 自动发电控制(AGC)概述 自动发电控制在当今世界已是普遍应用的一项成熟与综合的技术。它是能量管理系统(Energy Management System ，即EMS)中最重要的控制功能。它的投入将提高电网频率质量，提高经济效益和管理水平。 电力系统频率和有功功率自动控制统称为自动发电控制(AGC)。由于系统发电机组的输出功率不能与系统总负载功率相平衡，引起系统频率变化。在系统紧

风力发电系统的控制原理

风力发电系统的控制原理 风力涡轮机特性： 1，风能利用系数Cp 风力涡轮从自然风能中吸取能量的大小程度用风能利用系数Cp表示： P---风力涡轮实际获得的轴功率 r---空气密度 S---风轮的扫风面积 V---上游风速 根据贝兹（Betz）理论可以推得风力涡轮机的理论最大效率为：Cpmax=0.593。 2，叶尖速比l 为了表示风轮在不同风速中的状态，用叶片的叶尖圆周速度与风速之比来衡量，称为叶尖速比l。 n---风轮的转速 w---风轮叫角频率 R---风轮半径 V---上游风速 在桨叶倾角b固定为最小值条件下，输出功率P/Pn与涡轮机转速N/Nn的关系如图1所示。从图1中看，对应于每个风速的曲线，都有一个最大输出功率点，风速越高，最大值点对应得转速越高。如故能随风速变化改变转速，使得在所有风速下都工作于最大工作点，则发出电能最多，否则发电效能将降低。 涡轮机转速、输出功率还与桨叶倾角b有关，关系曲线见图2 。图中横坐标为桨叶尖速度比，纵坐标为输出功率系统Cp。在图2 中，每个倾角对应于一条Cp=f(l)曲线，倾角越大，曲线越靠左下方。每条曲线都有一个上升段和下降段，其中下降段是稳定工作段（若风速和倾角不变，受扰动后转速增加，l加大，Cp减小，涡轮机输出机械功率和转矩减小，转子减速，返回稳定点。）它是工作区段。在工作区段中，倾角越大，l和Cp越小。 3，变速发电的控制 变速发电不是根据风速信号控制功率和转速，而是根据转速信号控制，因为风速信号扰动大，而转速信号较平稳和准确（机组惯量大）。 三段控制要求： 低风速段Ｎ＜Ｎｎ，按输出功率最大功率要求进行变速控制。联接不同风速下涡轮机功率－转速曲线的最大值点，得到ＰＴＡＲＧＥＴ＝ｆ（ｎ）关系，把ＰＴＡＲＧＥＴ作为变频器的给定量，通过控制电机的输出力矩，使风力发电实际输出功率Ｐ＝ＰＴＡＲＧＥＴ。图３是风速变化时的调速过程示意图。设开始工作与Ａ２点，风速增大至Ｖ２后，由于惯性影响，转速还没来得及变化，工作点从Ａ２移至Ａ１，这时涡轮机产生的机械功率大于电机发出的电功率，机组加速，沿对应于Ｖ２的曲线向Ａ３移动，最后稳定于Ａ３点，风速减小至Ｖ３时的转速下降过程也类似，将沿Ｂ２－Ｂ１－Ｂ３轨迹运动。 中风速段为过渡区段，电机转速已达额定值Ｎ＝Ｎｎ，而功率尚未达到额定值Ｐ＜Ｐｎ。倾角控制器投入工作，风速增加时，控制器限制转速升，而功率则随着风速增加上升，直至Ｐ＝Ｐｎ。 高风速段为功率和转速均被限制区段Ｎ＝Ｎｎ／Ｐ＝Ｐｎ，风速增加时，转速靠倾角控制器限制，功率靠变频器限制（限制ＰＴＡＲＧＥＴ值）。 ４，双馈异步风力发电控制系统

600MW超临界机组的给水控制的分析

600MW超临界机组给水控制的分析 王富有 南京科远自动化集团股份有限公司，江苏，南京，211100 摘要：汽包炉的给水控制是相对独立的，而超临界机组锅炉给水控制则是和燃烧、汽温等系统相互耦合在一起的，因此直流炉的给水控制相对于汽包炉而言要复杂些。同时给水控制系统又是超临界机组热控系统中的重点，对提高机组的控制自动化程度、减少启停误操作、缩短机组启动时间、提高机组启停的可靠性具有重要作用，也是实现机组级自启停（APS）控制的一个技术关键。本文以某超超临界600MW机组为例，介绍锅炉给水调节系统的控制。 关键词：600MW，超临界，给水，焓，煤水比，自动调节 一、超临界机组给水系统的控制特性 汽包炉通过改变燃料量、减温水量和给水流量控制蒸汽压力(简称汽压)、蒸汽温度(简称汽温)和汽包水位，汽压、汽温、给水流量控制相对独立。而直流炉作为一个多输入、多输出的被控对象，其主要输出量为汽温、汽压和蒸汽流量（负荷），其主要的输入量是给水量、燃烧率和汽机调门开度,由于是强制循环且受热区段之间无固定界限，一种输入量扰动将对各输出量产生作用，如单独改变给水量或燃料量，不仅影响主汽压与蒸汽流量，过热器出口汽温也会产生显著的变化，所以比值控制(如给水量/蒸汽量、燃料量/给水量及喷水量/给水量等)和变定值、变参数调节是直流锅炉的控制特点。 实践证明要保证直流锅炉汽温的调节性能，维持特定的煤水比来控制汽水行程中某一点焓（分离器入口焓）达到规定要求，是一个切实有效的调温手段。当给水量或燃料量扰动时，汽水行程中各点工质焓值的动态特性相似；在锅炉的煤水比保持不变时（工况稳定），汽水行程中某点工质的焓值保持不变，所以采用微过热蒸汽焓替代该点温度作为煤水比校正是可行的，其优点在于： 1) 分离器入口焓（中间点焓）值对煤水比失配的反应快，系统校正迅速； 2) 焓值代表了过热蒸汽的作功能力，随工况改变焓给定值不但有利于负荷控制，而且也能实现过热汽温（粗）调正。

风电场自动发电控制、自动电压控制系统(SPWGC-3000)

风电场自动发电控制、自动电压控制系统（SPWGC-3000） 风电场自动发电控制、自动电压控制系统（SPWGC-3000）是国能日新开发的一款对风电场有功功率和无功功率自动控制的系统，系统接收调度主站定期下发的调节目标指令或当地预定的调节目标计算风电场功率需求，选择控制设备并进行功率分配，并将最终控制指令自动下达给被控制设备，最终实现风电场有功功率、并网点电压的监测和控制，达到风电场并网技术要求。 1、总体设计 AGC、AVC系统硬件部署结构如图所示，该系统部署电场安全1区，采用双网结构，系统硬件主要由智能通讯终端、AGC、AVC服务器、操作员工作站、交换机组成。AGC、AVC系统与现场升压站监控系统、风机监控系统、无功补偿装置等设备通讯获取实时运行信息，数据通信采用网络模式，也可采用串口通信模式。并将实时数据通过电力调度数据网上传到主站系统，同时从主站接收有功/无功控制指令，转发给风机监控系统、无功补偿装置等进行远方调节和控制。 AGC、AVC控制系统一体化设计，集中组屏。整个风电场的实时数据仅通过一套AGC、AVC控制管理终端与主站通信，完成数据采集、处理、通信、风机有功、无功自动控制功能。 2、基本功能 有功自动控制（AGC）：

1）能够自动接收调度主站系统下发的有功控制指令或调度计划曲线，根据计算的可调裕度，优化分配调节风机的有功功率，使整个风电场的有功出力，不超过调度指令值； 2）具备人工设定、调度控制、预定曲线等不同的运行模式、具备切换功能。正常情况下采用调度控制模式，异常时可按照预先形成的预定曲线进行控制； 3）向调度实时上传当前AGC系统投入状态、增力闭锁、减力闭锁状态、运行模式、电场生产数据等信息； 4）能够对电场出力变化率进行限制，具备1分钟、10分钟调节速率设定能力，具备风机调节上限、调节下限、调节速率、调节时间间隔等约束条件限制，以防止功率变化波动较大时对风电机组和电网的影响； 5）确获取调节裕度、控制策略算法合理、保障风电机组少调、微调。 无功自动控制（AVC）： 6）能够自动接收调度主站系统下发的电压控制指令，控制电场电压在调度要求的指标范围内，满足控制及考核指标要求； 7）具备人工设定、调度控制、预定曲线等不同的运行模式、具备切换功能。正常情况下采用调度控制模式，异常时可按照预先形成的预定曲线进行控制； 8）向调度实时上传当前AVC系统投入状态、增闭锁、减闭锁状态、运行模式、电场生产数据等信息； 9）为了保证在事故情况下电场具备快速调节能力，对电场动态无功补偿装置预留一定的调节容量，即电场额定运行时功率因数0.97（超前）～0.97（滞后）所确定的无功功率容量范围。电场的无功电压控制考虑了电场动态无功补偿装置与其他无功源的协调置换； 10）能够对电场无功调节变化率进行限制，具备风电机组、无功补偿装置调节上限、调节下限、调节速率、调节时间间隔等约束条件限制、具备主变压器分接头单次调节档位数、调节范围及调节时间间隔约束限制。 3、系统特点 1）信息安全性高，满足《电力二次系统安全防护规定》、《风电场接入电网技术规定》等相关要求； 2）引入空气动力模分析式分析、保证机组少调、微调诉求；

风力发电机组主控制系统

. 密级：公司秘密 东方汽轮机有限公司 DONGFANG TURBINE Co., Ltd. 2.0MW108C型风力发电机组主控制系统 说明书 编号KF20-001000DSM 版本号 A 2014年7 月

. 编制 <**设计签字**> <**设计签字日期**> 校对 <**校对签字**> <**校对签字日期**> 审核 <**审核签字**> <**审核签字日期**> 会签 <**标准化签字**> <**标准化签字日期**> <**会二签字**> <**会二签字日期**> <**会三签字**> <**会三签字日期**> <**会四签字**> <**会四签字日期**> <**会五签字**> <**会五签字日期**> <**会六签字**> <**会六签字日期**> <**会七签字**> <**会七签字日期**> <**会八签字**> <**会八签字日期**> <**会九签字**> <**会九签字日期**> 审定 <**审批签字**> <**审批签字日期**> 批准 <**批准签字**> <**批准签字日期**> 编号

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目录 序号章 节名称页数备注 1 0-1 概述 1 2 0-2 系统简介 1 3 0-3 系统硬件11 4 0-4 系统功能 5 5 0-5 主控制系统软件说明12 6 0-6 故障及其处理说明64

0-1概述 风能是一种清洁环保的可再生能源，取之不尽，用之不竭。随着地球生态保护和人类生存发展的需要，风能的开发利用越来越受到重视。 风力发电机就是利用风能产生电能，水平轴3叶片风力发电机是目前最成熟的机型，它主要是由叶片、轮毂、齿轮箱、发电机、机舱、变频器、偏航装置、刹车装置、控制系统、塔架等组成。 风力发电机的控制技术和伺服传动技术是其核心和关键技术，这与一般工业控制方式不同。风力发电机组控制系统是一个综合性的控制系统，主要由机舱主控系统、变桨系统、变频控制系统三部分组成，通过现场总线以及以太网连接在一起，各个模块都有独立的控制单元，可独立完成与自身相关的功能（图0-1-1）。目的是保证机组的安全可靠运行、获取最大风能和向电网提供优质的电能。

600MW超临界机组控制技术

超临界机组的自动发电（AGC）控制

江苏省电力试验研究院有限公司 2007 年 7 月 1. 超临界机组的特性 1.1 临界火电机组的技术特点 超临界火电机组的参数、容量及效率 超临界机组是指过热器出口主蒸汽压力超过22.129MPa。目前运行的超临界机组运行压力均为24MPa~25MPa，理论上认为，在水的状态参数达到临界点时(压力22.129MPa、温度374.℃)，水的汽化会在一瞬间完成，即在临界点时饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在,二者的参数不再有区别。由于在临界参数下汽水密度相等，因此在超临界压力下无法维持自然循环，即不再能采用汽包锅炉，直流锅炉成为唯一型式。 提高蒸汽参数并与发展大容量机组相结合是提高常规火电厂效率及降低单位容量造价最有效的途径。与同容量亚临界火电机组的热效率相比，采用超临界参数可在理论上提高效率2%～2.5%，采用超超临界参数可提高4%～5%。目前,世界上先进的超临界机组效率已达到47%～49%。 1.2 超临界机组的启动特点 超临界锅炉与亚临界自然循环锅炉的结构和工作原理不同，启动方法也有较大的差异，超临界锅炉与自然循环锅炉相比，有以下的启动特点： 1.2.1 设置专门的启动旁路系统 直流锅炉的启动特点是在锅炉点火前就必须不间断的向锅炉进水，建立足够的启动流量，以保证给水连续不断的强制流经受热面，使其得到冷却。 一般高参数大容量的直流锅炉都采用单元制系统，在单元制系统启动中，汽轮机要求暖机、冲转的蒸汽在相应的进汽压力下具有50℃以上的过热度，其目的是防止低温蒸汽送入汽轮机后凝结，造成汽轮机的水冲击，因此直流炉需要设置专门的启动旁路系统来排除这些不合格的工质。 1.2.2 配置汽水分离器和疏水回收系统 超临界机组运行在正常范围内，锅炉给水靠给水泵压头直接流过省煤器、水冷壁和过热器，直流运行状态的负荷从锅炉满负荷到直流最小负荷。直流最小负荷一般为25%~45%。

风力发电机组控制系统

风力发电机组控制系统 一风电控制系统简述 风电控制系统包括现场风力发电机组控制单元、高速环型冗余光纤以太网、远程上位机操作员站等部分。现场风力发电机组控制单元是每台风机控制的核心，实现机组的参数监视、自动发电控制和设备保护等功能；每台风力发电机组配有就地HMI人机接口以实现就地操作、调试和维护机组；高速环型冗余光纤以太网是系统的数据高速公路，将机组的实时数据送至上位机界面；上位机操作员站是风电厂的运行监视核心，并具备完善的机组状态监视、参数报警，实时/历史数据的记录显示等功能，操作员在控制室内实现对风场所有机组的运行监视及操作。 风力发电机组控制单元（WPCU）是每台风机的控制核心，分散布置在机组的塔筒和机舱内。由于风电机组现场运行环境恶劣，对控制系统的可靠性要求非常高，而风电控制系统是专门针对大型风电场的运行需求而设计，应具有极高的环境适应性和抗电磁干扰等能力，其系统结构如下： 风电控制系统的现场控制站包括：塔座主控制器机柜、机舱控制站机柜、变桨距系统、变流器系统、现场触摸屏站、以太网交换机、现场总线通讯网络、UPS电源、紧急停机后备系统等。风电控制系统的网络结构。 1、塔座控制站 2、塔座控制站即主控制器机柜是风电机组设备控制的核心，主要包括控制器、I/O 模件等。控制器硬件采用32位处理器，系统软件采用强实时性的操作系统，运行机组的各类复杂主控逻辑通过现场总线与机舱控制器机柜、变桨距系统、变流器系统进行实时通讯，以使机组运行在最佳状态。 3、控制器的组态采用功能丰富、界面友好的组态软件，采用符合IEC61131-3标准的组态方式，包括：功能图（FBD）、指令表（LD）、顺序功能块（SFC）、梯形图、结构化文本等组态方式。 4、2、机舱控制站 5、机舱控制站采集机组传感器测量的温度、压力、转速以及环境参数等信号，通过现场总线和机组主控制站通讯，主控制器通过机舱控制机架以实现机组的偏航、解缆等功能，此外还对机舱内各类辅助电机、油泵、风扇进行控制以使机组工作在最佳状态。